De acuerdo con los informes provenientes de Washington, la Administración Trump está barajando suspender las importaciones de petróleo de Venezuela, lo que llevaría al colapso económico del país caribeño. Además, esta medida podría tener un serio impacto en el mercado energético mundial, opina Evgueni Bay, columnista del medio ruso Politcom.

En caso de un bloqueo a Venezuela, EEUU podría utilizar sus reservas estratégicas con el fin de cubrir inicialmente la falta del petróleo venezolano en sus refinerías, cita el autor a El Nuevo Herald. Por su parte, el presidente Trump ya ha declarado su disposición de vender la mitad de sus reservas estratégicas, las cuales alcanzan los 700 millones de barriles, según el medio norteamericano.

Sin embargo, estas condiciones afectarían gravemente a la empresa venezolana PDVSA, observa el periodista.

¨Se tendría que buscar urgentemente nuevos mercados, lo que debilitaría aún más el ya escaso presupuesto de un país afectado por los bajos precios del petróleo", explica.

Según Bay, tres refinerías de la empresa Citgo, subsidiaria de PDVSA, también tendrían que comenzar a importar petróleo de otros países, lo que aumentaría los costos para el Gobierno de Maduro.

Además del cese de exportaciones de petróleo, el bloqueo podría afectar la gasolina, el combustible diésel y otros productos derivados del petróleo que alcanzan los 85.000 barriles diarios. Los ingresos por la venta de estos productos se destinan principalmente para la compra de alimentos para el mercado interno venezolano. 

Desde hace muchos años, Venezuela ha sido uno de los principales proveedores de hidrocarburos para EEUU (después de Canadá y Arabia Saudí). En 2016, las importaciones diarias del petróleo venezolano a EEUU fueron de 741.000 barriles aproximadamente, lo que ascendió a 32,2 millones de dólares.

En EEUU, la compañía Citgo, subsidiaria de la petrolera estatal venezolana Petróleos de Venezuela (PDVSA), tiene tres refinerías de petróleo en el territorio estadounidense y más de 13.000 gasolineras en varios estados, sobre todo en el noreste industrial del país.

En los últimos cuatro meses, EEUU impuso sanciones contra varios altos funcionarios del Gobierno de Nicolás Maduro. Por su parte, el mandatario venezolano anunció una convocatoria a la Asamblea Constituyente. Parece que para la Casa Blanca esta decisión fue una especie de "línea roja" que cruzó Maduro, opina el columnista.

Durante la reunión de los ministros de Asuntos Exteriores de los países miembros de la Organización de Estados Americanos (OEA), celebrada en Washington en mayo, un grupo de estados insulares del Caribe, que siguen recibiendo el petróleo venezolano a condiciones preferenciales en el marco del programa Petrocaribe, se opusieron a tomar represalias contra Venezuela.

Los opositores a las políticas de Maduro consideraron, en este contexto, que EEUU no realizó suficientes esfuerzos para presionar a estos países. No obstante, ahora la Casa Blanca podría cambiar su posición y tomar medidas económicas drásticas, en particular, cesar las exportaciones del petróleo venezolano, concluye Evgueni Bay.

Fuente: mundo.sputniknews.com

En un hecho impensable hace unos años, las mayores compañías de gas y petróleo pidieron a Naciones Unidas impulsar un acuerdo para poner valor al principal gas de efecto invernadero.

BG Group, BP, Eni, Royal Dutch Shell, Statoil y Total, consideradas las mayores empresas de hidrocarburos a nivel global, enviaron una carta conjunta a la Secretaría Ejecutiva Convención Marco de la ONU sobre Cambio Climático pidiendo que se introduzca un precio al carbono en la economía global.
 
La noticia era impensable hace unos años cuando muchos líderes del sector de hidrocarburos eran el principal obstáculo para lograr un acuerdo climático. De hecho, en el pasado algunas de las compañías petroleras fueron señaladas de difundir información falsa sobre el cambio climático, financiar investigaciones fraudulentas y sabotear los intentos de llegar a un acuerdo climático global. La carta no significa que sigan siendo un actor en contra de muchas de las medidas, pero al menos dan una señal positiva y tácitamente aceptan el problema global.
 
Las seis compañías han pedido “introducir un sistema de precios de carbono y crear un marco político claro, estable y ambicioso que eventualmente permita conectar los sistemas nacionales”. El anuncio ocurre seis meses antes de que se reúnan en París delegados de 192 naciones para intentar una vez más pactar un acuerdo para frenar el cambio climático.
 
Para las seis compañías un acuerdo en este sentido reduciría la incertidumbre económica y sería una de las vías más costo efectivas para reducir las emisiones de carbono a nivel global.
 
Christiana Figueres, Secretaria Ejecutiva de la Convención Marco de la ONU sobre Cambio Climático comentó que que las industrias del petróleo y el gas deben estar entre las grandes soluciones al cambio climático utilizando su poder y conocimiento para reducir las emisiones más rápidamente.
 
Entretanto, el presidente del Banco Mundial, Jim Yong Kim emitió una declaración respondiendo a la carta: “Doy la bienvenida a la llamada hoy para un precio del carbono hecho por seis de las empresas de petróleo y gas más importantes del mundo. Este es un paso importante en los esfuerzos globales para conducir a la economía mundial hacia un futuro bajo en carbono, resistente y con menores riesgos climáticos”.
 
Poner un precio al carbono ha sido visto como una solución que obligaría a los mayores consumidores de combustibles fósiles a pagar por su mayor contribución al problema al mismo tiempo que se reduciría el estímulo a la demanda. Pero hasta ahora no ha sido fácil traducir este deseo en una realidad.
 
Esta es la carta completa enviada por las compañías:
 
El cambio climático es uno de los grandes desafíos de nuestro tiempo. Nosotros, grandes empresas petrolíferas y de gas, reconocemos la importancia de este desafío y de la energía para el bienestar de las poblaciones mundiales. Reconocemos que la tendencia actual de la emisiones de gas de efecto invernadero es superior de lo que el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés) dice que necesita limitarse por debajo de 2 grados centígrados con respecto a la era pre-industrial. El reto es cómo responder a una demanda creciente de energía que sea menos emisora de CO2. Estamos listos para poner de nuestra parte.
 
Nuestras empresas ya han llevado a cabo una serie de acciones para contribuir a limitar las emisiones: aumentar la parte de gas de nuestras producciones, mejorar la eficiencia energética de nuestras operaciones y nuestros productos, desarrollar la producción de energías renovables, invertir en la captura y almacenamiento de CO2 y explorar nuevas tecnologías y nuevos modelos de negocios bajos en carbono. Estas acciones son una parte clave de nuestra misión de proveer el acceso a una energía sostenible y segura al mayor número de personas.    
 
Para ir más allá todavía, necesitamos que los estados de todo el mundo nos proporcionen marcos reglamentarios transparentes, estables, ambiciosos y de larga duración. Esto reduciría las incertidumbres y ayudaría a estimular tanto las inversiones en tecnologías bajas en carbono apropiadas como los recursos más pertinentes a un ritmo adecuado.
 
Pensamos que el precio del carbono debe ser un elemento clave de estos marcos reglamentarios. Actuando sobre el precio del carbono, los gobiernos disuadirían las opciones fuertemente emisoras y al contrario animarían opciones más eficaces para disminuir las emisiones de CO2 en todo el mundo, sobre todo la reducción de la demanda de las energías fósiles, la mejora de la eficiencia energética, la substitución del carbón por el gas natural, el aumento de inversiones en la captura y almacenamiento de carbono, las energías renovables, los edificios y redes inteligentes, el acceso a la energía desconectada de la red, los vehículos limpios así como nuevos modelos de negocio y comportamientos en materia de movilidad.
 
Nuestras empresas ya están sometidas a una tarificación de emisiones ya que operan en los mercados de carbono existentes y aplican internamente los precios del CO2 a sus propias actividades para determinar si sus inversiones son viables en un mundo donde las emisiones de carbono serán más caras.
 
Aún así, nuestros esfuerzos, sean los que sean, para instaurar una tarificación del carbono no serían suficientes o comercialmente sostenibles sin una acción de los estados apuntando a la introducción en todo el mundo de sistemas de tarificación y la vinculación entre sí de los diferentes sistemas nacionales. Algunos países todavía no han dado ese paso, generando un desequilibrio que es a su vez un factor de incertidumbre sobre las inversiones y disparidades en el impacto de las políticas sobre la economía.
 
Esta es la razón por la cual llamamos a los estados, principalmente de cara a las negociaciones de la COP 21 en París, y después de esa fecha, a:
 
• instalar sistemas de tarificación de carbono donde todavía no existan a nivel nacional o regional; y
• crear un marco internacional capaz de armonizar estos sistemas.
 
Para contribuir a la realización de estos objetivos, nuestras empresas desearían empezar un intercambio directo con las Naciones Unidas y los estados dispuestos a comprometerse.Tenemos interés es este ámbito y podemos contribuir a crear e implementar un enfoque viable para la tarificación del carbono, incluyendo:
 
1. Experiencia: hace más de un siglo que abastecemos de energía al mundo. Nuestras empresas cubren el planeta entero, conocen perfectamente la gestión de grandes proyectos, los riesgos de todo tipo y tienen experiencia en comercio y logística. Como nosotros somos ya usuarios de sistemas de tarificación de carbono alrededor del mundo, el intercambio de información a escala internacional puede ayudar a identificar las mejores soluciones.
 
2. Motivación: queremos ser parte de la solución y proveer energía a la sociedad de manera sostenible durante las próximas décadas. Como nuestros homólogos de otros sectores industriales, jugaremos un papel clave en la puesta en marcha de medidas y el despliegue de tecnología que conducirá a un mundo con menores emisiones de carbono. Estos modelos de actividad y estas soluciones serán frágiles hasta que no alcancen su talla crítica, pero con la armonización de diferentes sistemas de tarificación alrededor del mundo, las incertidumbres se reducirán y estas soluciones empezarán a crear valor para la economía más rápidamente.
 
3. Pragmatismo: estamos convencidos de que nuestra presencia puede ser valiosa para definir un acercamiento a una tarificación del carbono práctica y factible a la vez que ambiciosa, eficaz y eficiente.
 
4. Un foro de discusión: nuestras empresas y otras ya se han reunido auspiciadas por el Foro Económico Mundial para formar la Oil & Gas Climate Initiative, o son miembros de la Asociación Internacional para el Intercambio de Derechos de Emisión o de las iniciativas de Tarificación de Carbono del Banco Mundial o el Pacto Mundial de la ONU. Pensamos que estos foros podrían proveer un terreno adecuado para un diálogo público-privado sobre la mejor manera de atribuir un precio al carbono en la producción de energía.
 
Desde un punto de vista práctico, nosotros, directores generales y nuestros colaboradores más cercanos, nos esforzaremos en compartir convicciones sobre el papel del precio del carbono en diferentes marcos importantes:
 
• en nuestros encuentros con ministros y representantes del Ejecutivo,
• en conferencias en las que participamos o intervenimos,
• en encuentros con los inversores,
• en encuentros con otras partes interesadas tales como socios, proveedores y profesionales de la educación superior y la investigación, y
• en el marco de reuniones destinadas a la dirección y a los colaboradores de nuestras propias empresas.
 
El precio del carbono comportará naturalmente un sobrecoste para nuestras operaciones y nuestros productos, pero los marcos reglamentarios en todo el mundo darán a nuestras empresas y a sus numerosas partes interesadas una visibilidad clara para sus futuras inversiones y un rol bien definido para construir un futuro más sostenible.
 
Somos conscientes de que el desafío es a largo plazo y sabemos que supone una transformación del sector de la energía. Desde hace numerosas décadas ya, nuestra industria ha sido innovadora y se sitúa en la primeras línea del cambio. Estamos seguros de que sabremos construir esta trayectoria de innovación para responder a los retos del futuro.
 
Cada uno de nosotros enviará personalmente una copia de la presente (carta) a sus principales contactos, entre ellos, inversores, poderes públicos, sociedad civil y sus propios colaboradores.
 
Firmantes:
 
BG Group plc - Sr. Helge Lund
BP plc - Sr. Bob Dudley
Eni S.p.A. - Sr. Claudio Descalzi
Royal Dutch Shell plc - Sr. Ben van Beurden
Statoil ASA - Sr. Eldar Saetre
Total S.A. - Sr. Patrick Pouyanné


Fuente: Elespectador.com

Mientras Ecopetrol centraliza su inversión sólo en Castilla y Chichimene, Pacific Rubiales y Canacol Energy anuncian millonarias políticas de austeridad.

José Cotello es un ingeniero electrónico brasileño con más de 26 años en el sector de hidrocarburos y que hace 45 días asumió la vicepresidencia de Ecopetrol en la regional Orinoquia, que comprende los departamentos de Meta, Casanare, Arauca y Vichada.

El reto que tiene no es pequeño al frente del área geográfica con las mayores expectativas de reservas de petróleo, las cuales ascendieron durante 2014 a 2.084 millones de barriles en el país. Sin embargo, la meta de producción en esta regional estuvo 39.000 barriles por debajo del objetivo que se habían trazado el año pasado en la estatal petrolera, que fue de 266.000 barriles.

Cotello tiene la misión de seguir explorando, pero sin mucho dinero para invertir. De hecho le anunció a El Espectador que en esta zona los recortes de gastos e inversiones serán del 31% menos que en 2014. Esto quiere decir que la compañía destinará US$1.558 millones en proyectos de producción que estarán centrados en los campos de Castilla y Chichimene en el Meta, de los que en la actualidad se extraen un poco más de 200.000 barriles al día, casi 20% de la producción nacional.

“Estos dos campos son prioritarios para Ecopetrol. Empezamos a perforar 88 pozos en Castilla y tomamos la decisión de aumentar en 21 pozos más. Eso demuestra el compromiso que tenemos con esta área del Meta y la generación de trabajo. Vamos a hacer todo por mantener el empleo en el departamento y la región Orinoquia, pese a la crisis de los precios”, dice el vicepresidente de Ecopetrol.

Por su parte, Pacific Rubiales Energy, un poco más discreta en brindar información por el proceso de venta en que se encuentra y la incertidumbre acerca de si planteará una alternativa para continuar operando Campo Rubiales en 2016, dijo en un comunicado que hay una reducción de inversiones en bienes de capital de US$1,5 millones a un rango entre US$1,1 millones y US$1,3 millones. Y se destinará “una cantidad pequeña a exploración”.

“La incertidumbre de los precios del petróleo continúa y, aunque creemos que se recuperarán, estamos asumiendo una posición cautelosa frente al momento, reduciendo nuestros costos y nuestro presupuesto de capital de 2015 para lograr que haya una correspondencia con el flujo de efectivo esperado (…) La reducción de costos sigue siendo una prioridad”, dijo públicamente Ronald Pantin, CEO de la compañía.

Canacol Energy, que explota el crudo en el bloque Llanos 23 (LLA-23) de Casanare, advirtió que entre las iniciativas para ahorros adicionales se encuentra la centralización de las operaciones de producción, cargue y disposición de agua de los cinco campos de este bloque hacia la plataforma Pointer, justamente entre junio y julio, reduciendo así gastos operacionales, gastos de transporte y costos de manejo de agua vía reinyección.

“Los gastos totales de producción y transporte disminuyeron 30% y 28% respectivamente”, comentó Charles Gamba, presidente de Canacol, también mediante un comunicado. La empresa redujo en US$33 millones la inversión en Casanare para este año. Durante 2014 la inversión había sido de US$190 millones.

No obstante Gamba se mostró optimista por el aumento en los volúmenes de producción que, admitió, se debe principalmente a nueva producción proveniente de los descubrimientos Labrador, Leono, Pantro, Tigro y Maltés de LLA-23.

Con todo, el gobernador del Meta, Alan Jara, quien siempre ha insistido en que se debe mirar a otros sectores de la economía para no depender tanto de las regalías petroleras, es optimista y ha puesto la administración departamental en función de impulsar áreas como el turismo.

“Tenemos que retomar la vocación agropecuaria y agroindustrial del departamento. Incentivar proyectos turísticos que son generadores de trabajo no calificado y calificado, y, por supuesto, con obra pública, que es lo que hemos venido haciendo, por ejemplo, con los programas de vivienda de la Gobernación. Adicionalmente a esto impulsamos las obras viales mediante la gestión de las APP de iniciativa pública y privada e invertimos con recursos propios en el mejoramiento de más corredores viales. Todo eso impulsa otros sectores de la economía”, le dijo a El Espectador el gobernador Alan Jara


Fuente: Elespectador.com

Plataforma de Shell - Foto CortesiaLos precios del crudo están entre un lateral creado por la división de la Opep y la capacidad de los productores de shale oil enEstados Unidos para ser rentables con precios por encima de US$50 por barril.

Los próximos días serán cruciales para definir el rumbo del sector petrolero de Colombia, que afronta una compleja situación por los atentados a su infraestructura, la disminución en la producción y la protesta de algunas comunidades en varias regiones productoras. 

El director de la ANH, Javier Betancourt, es optimista frente a los resultados de la subasta porque Colombia es uno de los países más atractivos de América Latina para invertir en el sector. Un estudio de la consultora Arthur D. Little destaca las buenas condiciones fiscales y contractuales que ofrece el país para las compañías petroleras. 

El rival azteca

Recientemente se ha discutido y especulado mucho sobre el futuro de la industria petrolera colombiana, a la cual le debemos más de $90 billones en aportes al Estado desde el 2010, es decir, el 20% de los ingreso corrientes de la Nación.

Dichos recursos se han transformado, en su mayoría, en inversión estatal para aumentar la competitividad, como la construcción y pavimentación de miles de kilómetros, y recursos para la salud, educación, subsidios, sistemas de agua potable, entre otros. 

No podemos olvidar que de cada dólar de utilidad de esta industria, el Gobierno recibe entre 65 y 70 centavos (Government-Take) por medio de regalías, impuesto a la renta, impuesto al valor agregado (IVA), impuesto al patrimonio, aportes parafiscales y dividendos de Ecopetrol, principalmente.

Antes de especular apresuradamente acerca del futuro de la industria petrolera y su efecto en el erario, debemos examinar la producción petrolera, que es una de las principales variables a tener en cuenta en este análisis. Junto a Cesar Vargas, estudiante de Ingeniería Industrial y Economía de la Universidad de los Andes, modelamos estocásticamente la producción de los 20 principales campos petroleros del país - los cuales representan el 64% de nuestra producción total – y modelamos conjuntamente la producción de los 348 campos activos restantes. Se debe destacar que el 90% de los principales campos se encuentra declinando en un promedio de entre 0 y 3% mensual. Dicho en otras palabras, sus producciones bajan en proporción a este porcentaje cada mes.

En la gráfica anterior se muestran tres diferentes perfiles que representan el intervalo de confianza con un 80% de probabilidad de la producción, lo que significa que con esa misma probabilidad se espera que la producción se encuentre dentro de ese rango.

En pocas palabras, nuestros resultados estiman que si las condiciones básicas de la industria petrolera no cambian y no se realiza ningún hallazgo de crudo significativo, la producción esperada en 5 años será 464.000 barriles de petróleo por día (BPD), lo cual representa tan solo el 57% de lo pronosticado por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (826.000 BPD). En promedio, nuestras estimaciones para la producción de los próximos 5 años se encuentran 25% por debajo frente a los pronósticos del Gobierno Nacional, que igualmente representaría una reducción proporcional en el recaudo proveniente de esta industrial.

Lo anterior se explica en la medida en que muchos de los campos petroleros colombianos son campos maduros que se encuentran declinando. Pero esta tendencia se puede revertir 

mediante intervenciones a los campos, por ejemplo mediante estimulaciones químicas, fracturamiento, o técnicas más avanzadas como las de recobro mejorado (Enhanced Oil Recovery – EOR) que pueden inyectar a la formación agua, gas, CO2, nitrógeno o vapor de agua, principalmente.

Adicionalmente, la exploración de nuevos yacimientos convencionales o no-convencionales es otra alternativa para cambiar dicha tendencia. La principal diferencia entre estos dos yacimientos, es que los segundos no permiten el movimiento del crudo o gas, y por tal razón se requiere fracturar la roca donde se encuentran atrapados los hidrocarburos para permitir su extracción. Es importante anotar que aunque las técnicas utilizadas para yacimientos no-convencionales no son novedosas (por ejemplo, la perforación horizontal y la estimulación hidráulica tienen más de 60 años), sí han tenido recientes avances que han permitido que la extracción de yacimientos no-convencionales sea viable económicamente y se reduzca su impacto ambiental.

No solo la declinación natural de los campos maduros, la reducida inversión en los campos maduros y la poca exploración amenaza la producción de nuestro país, ahora también las consultas populares han puesto en jaque los proyectos de desarrollo de los campos actuales y la exploración por nuevos recursos. La Asociación Colombia de Petróleo (ACP) estima que se podrían dejar de producir 120.000 BPD por esta razón, lo que deteriora aún más nuestras proyecciones.

Por último, esté análisis muestra un panorama poco alentador de la industria. Empero, en las crisis renacen las oportunidades y todavía estamos a tiempo de cambiar el rumbo para el bien de todos los colombianos. Para que eso ocurra, se requiere incentivar nuevamente la inversión en proyectos minero-energéticos, aumentar la rentabilidad esperada por medio de reducción de tiempos de trámites que demoran la entrada en operación de los proyectos, así como buscar la reducción del riesgo asociado a las consultas populares, cambios regulatorios, y licencias ambientales. No podemos olvidar que Colombia es un mejor país gracias a la industria petrolera.

Fuente: Dinero.com 

En los últimos años, Estados Unidos —que alguna vez fue el mayor importador de petróleo del mundo— compraba cada vez menos hidrocarburos y se basaba cada vez más en sus propios recursos. El creciente volumen de exportaciones de petróleo estadounidense se ha convertido en un factor más que afecta los precios del petróleo en el mercado internacional.

Estados Unidos en febrero aumentó considerablemente sus exportaciones de 'oro negro'. Ahora el país norteamericano exporta más petróleo que algunos miembros de la OPEP, como Argelia, Ecuador o Catar: 1,2 millones de barriles al día, escribe Financial Times, citando datos de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA).

En diciembre de 2015 EEUU abolió la prohibición de las exportaciones de petróleo a todo el mundo, excepto a Canadá y México. Esta había estado vigente por más de 40 años, en un intento de preservar las reservas naturales propias y garantizar su seguridad energética.

Producción de petróleo en EEUU

© EIA/FINANCIAL TIMES

Producción de petróleo en EEUU

Los principales contribuidores al incremento de la producción han sido las compañías extractoras del denominado petróleo de esquisto. Hoy día este tipo de producción representa la mayor parte de la industria petrolera de EEUU. Sin embargo, el actual aumento de los precios del petróleo sólo acelera su desarrollo.

Cómo la OPEP ayudó al 'fracking'

A finales de 2016, los países miembros de la OPEP y los principales productores de petróleo fuera del cártel acordaron reducir la producción con el fin de eliminar el exceso de oferta en el mercado. Desde entonces, los precios han subido de forma constante y no han caído por debajo de los 50 dólares por barril. Los analistas advirtieron entonces: con un precio de 55-60 dólares, la producción de petróleo de esquisto estadounidense aumentará considerablemente, desplazando a parte de los productores tradicionales.

Eso es lo que está sucediendo ahora. EEUU se ha beneficiado del aumento en el precio de los hidrocarburos. Y es que la mayoría de sus proyectos para la extracción de petróleo de esquisto se vuelven rentables a un precio por encima de los 50 dólares por barril.

"La intención de Trump de aumentar la producción petrolera amenaza el precio del crudo"

Hasta ahora solo Arabia Saudí podía reducir el volumen de la oferta para equilibrar los precios. Hoy día también EEUU. No por un acuerdo, no por una orden de Donald Trump, sino debido a las circunstancias en las que ha caído el mercado.

Por lo tanto, a consideración de Ivanov, el futuro de los acuerdos de la OPEP se verá limitado —tanto en tiempo, como en volúmenes— por los niveles de rentabilidad promedio de los proyectos estadounidenses.

Un mercado conservador

Por supuesto, incluso los productores de petróleo de esquisto tienen una serie de limitaciones u obstáculos objetivos que les impiden inundar el mercado internacional.

En primer lugar, no todas las refinerías están diseñadas para procesar el petróleo de esquisto. "Tecnológicamente, muchas fábricas se centran en ciertas variedades de hidrocarburos y su remodelación es un proceso bastante difícil", anota Nikolái Ivanov.

Nuevo Orden Económico: ¿fin de la época del petrodólar?

Además, Adamídov no ve causa alguna para una caída brusca de los precios del petróleo. La cuestión no radica únicamente en que la tecnología del 'fracking' es costosa, sino también en el hecho de que los depósitos de petróleo de esquisto tienen una vida útil cinco veces más corta que los depósitos tradicionales. "Los precios subieron, el 'fracking' recibió una oportunidad y, por supuesto, incrementó su producción. Pero no por mucho tiempo", concluye Adamídov.

¿El último año de precios bajos?

Los expertos coinciden en que aún es muy temprano para hacer predicciones sobre los futuros precios de los hidrocarburos. La extracción de esquisto es un caso especial debido a su novedad.

Según Dmitri Adamídov, el precio del barril en 2017 podría tocar los 40 dólares, pero no por mucho. Con el tiempo el precio se estabilizará en los 70 dólares. Pero lo que sí no veremos en los próximos años será un precio de 100 dólares por barril.

Conozca más: El sector de hidrocarburos, al detalle

Nikolái Ivanov, por su parte, sugiere que el precio del barril oscilará entre los 40 y los 60 dólares. El factor del petróleo de esquisto, advierte, no puede descartase: a pesar de que toda la historia de esta industria cuenta con menos de 10 años, ya para este momento muestra unos niveles de eficiencia mayores que el promedio mundial. 

Es solamente cuestión de tiempo para que Estados Unidos reduzca su dependencia del petróleo extranjero a menos del 25 por ciento (frente al 61 por ciento en el 2006).

La mayoría de la gente piensa que una verdadera guerra de petróleo se realiza con tanques M1A1 Abrams, barriendo fuego a través del desierto. Pero las guerras reales de la energía se libran en diferentes frentes. Una de ellas es la que ya tiene lugar dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep). Otra, no menos encarnizada, se lleva a cabo entre Arabia Saudí y Estados Unidos.

Por una parte, el cártel petrolero se ha dividido por la mitad sobre las decisiones de oferta. Y eso ha creado una grieta estructural en la cubierta exterior de acero del cartel. Más que la caracterización de sus miembros en ‘halcones’ como Irán y Venezuela, por un lado, y ‘palomas’, por otro, liderados por Arabia Saudita, Kuwait y Emiratos Árabes Unidos, lo que observamos es la transición de un cártel a una asociación de compadres o simple club de productores.

La producción de la Opep hoy es de 30,4 millones de barriles por día. Entre julio del 2014 y julio de 2015, los ingresos netos de la Opep de exportación de petróleo crudo superaron 1.400 millones de dólares. Para el mismo periodo, los menores precios del petróleo empujarán hacia abajo este valor de las exportaciones de crudo de la Opep a alrededor de 900 mil millones de dólares; una caída de alrededor de 500 mil millones de dólares.

La Agencia Internacional de Energía (AIE) piensa que la Opep no reducirá la producción como parte de su predicción de guerra de precios con Occidente. Por lo tanto, dos cosas amenazan y están causando la crisis de la Opep: que a países como Arabia Saudí les resulte más benéfico actuar por fuera que por dentro del cartel y que su mayor competidor sea –ahora– su mejor aliado: Estados Unidos. El Ministro de Petróleo de Arabia no estaba bromeando cuando dijo que el auge de shale gas (gas de esquisto) es una grave amenaza para la economía saudí.

Las empresas estadounidenses están extrayendo alrededor de 8,5 millones de barriles de petróleo por día y se prevé que aumentara a 9,5 millones de barriles el próximo año (según el último informe de Energy Outlook de la Energy Information Agency de Estados Unidos).

Es solamente cuestión de tiempo para que Estados Unidos reduzca su dependencia del petróleo extranjero a menos del 25 por ciento (frente al 61 por ciento del 2006).

En el sector de la energía, las importaciones netas ya solo representan alrededor del 10 por ciento del consumo total de energía de Estados Unidos (Como se puede observar en el gráfico).

Por el lado de la demanda, la EIA pronostica que el consumo total declinó en el 2014 y que aumentará en menos del 1 por ciento en el 2015. Como era de esperar, esto pone una presión a la baja sobre los precios del WTI, que se cotiza actualmente en un promedio de 54,58 dólares por barril. A todo este fenómeno se refería, recientemente, el presidente de ExxonMobil cuando dijo que Estados Unidos estaba en un “momento de transformación en la historia de la energía”.

Como siempre, hay inconvenientes que acompañan las buenas noticias. Cualquier caída sostenida de los precios dará lugar a una considerable desaceleración de la actividad por parte de los perforadores de shale gas en Estados Unidos.

De hecho, los analistas del Banco Deutsch aseguran que si la Opep no logra reducir la producción (y continúa su guerra de precios contra Occidente), alrededor del 9 por ciento de la producción de petróleo de Estados Unidos se detendría por no económica. Si los precios caen por debajo de 30 dólares, esa cantidad se podría elevar a 40 por ciento. Como en cualquier duelo de Texas, bajo el sol del mediodía, todo se reducirá entre Estados Unidos y Arabia Saudí, en quién parpadee primero.

Rodrigo Villamizar

Profesor, University of San Diego y de IEB/Complutense/LSE de Madrid

Fuente: Portafolio.co

En este momento, decenas de millones de barriles de petróleo son almacenados en enormes buques tanqueros fondeados en puertos de todo el mundo.

Son navíos que no van a ninguna parte. Apenas sirven de bodegas para guardar crudo como parte de una compleja jugada financiera.

La razón: en medio de la impresionante bajada de los precios internacionales del crudo, que en menos de un año cayó de más de US$100 el barril a alrededor de US$50, algunos de los grandes comerciantes de crudo en el mundo han decidido guardar enormes reservas de petróleo a la espera de que los mercados globales del petróleo se recuperen.

Y en momentos en que las capacidades de almacenamiento terrestre se ven copadas por el aumento de la producción, los comerciantes han acudido a reservas flotantes.

Algunos de los buques más grandes jamás construidos son usados por estos magnates petroleros para llevar a cabo esta operación comercial.

Exceso de oferta

Detrás de la jugada yace un razonamiento relativamente simple.

“Cuando hay un exceso temporal de oferta de un bien y se espera que la demanda aumente luego, tiene sentido guardar el bien hasta que aumente la demanda”, le dice a BBC Mundo Craig Pirrong, profesor de finanzas de la Universidad de Houston en Estados Unidos.


El aumento de la producción en Estados Unidos ha contribuido a las caídas en el precio.
Sin embargo, sólo un puñado de actores económicos tienen la capacidad financiera y operativa de llevar a cabo estas operaciones, le señala el académico a BBC Mundo.

Entre ellos cita a las empresas comercializadoras de petróleo Trafigura, Glencore y Vitol entre otros, así como a algunas empresas financieras como Goldman Sachs.

Uno de los buques empleados para guardar el crudo es el superpetrolero TI Oceania, indica el diario estadounidense The Wall Street Journal. Con una capacidad de 3 millones de barriles, es uno de los más grandes en su categoría.

Pero ahora permanecerá buena parte de este año anclado en Singapur, contratado por la firma de comerciantes de petróleo Vitol para almacenar crudo mientras pasa el temporal de los bajos precios.

El canal de televisión estadounidense CNBC cita a Francisco Blanch, analista de Bank of America, calculando que a mediados de 2015 habría entre 50 y 100 millones de barriles de petróleo guardados en almacenamiento flotante.

Para hacerse una idea de la magnitud de este fenómeno, basta recordar que Venezuela, el mayor productor de petróleo de América Latina, extrae cerca de 2,7 millones de barriles diarios, de acuerdo a información de la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo).

Por lo que esta flotilla de buques podría tener almacenado el equivalente de más de un mes de la producción petrolera de Venezuela.

Impacto sobre el precio

Se cree que la maniobra de estos comerciantes tiene algún efecto, aunque no muy sustancial, sobre los precios internacionales del petróleo.

“El efecto sobre el precio, es que hace que el precio hoy sea ligeramente mayor de lo que sería de otra manera y hace que el precio futuro sea ligeramente menor porque estamos sacando producción del mercado hoy y volviendo a traerlo en el futuro”, le dice Pirrong a BBC Mundo.

Almacenar petróleo en buques es más caro que guardarlo en instalaciones terrestres, agrega el experto, por lo que la operación es muy sensible a fluctuaciones en los precios.


Los precios del crudo han caído fuertemente en el último año.
Pirrong indica que la demanda por el petróleo está empezando a aumentar, por lo que cree que podría empezar a vender parte del petróleo que han guardado en buques.

En cualquier caso, no es la primera vez que una situación como ésta ocurre en el mercado mundial del petróleo.

En 2009, cuando el comienzo de la Gran Recesión mundial deprimió el precio del petróleo a cerca de US$40, los comerciantes también guardaron decenas de millones de barriles en almacenamiento flotante.

Eventualmente, el precio del crudo se recuperó lo suficiente para que se justificara vender esas reservas, y presumiblemente lo mismo ocurrirá cuando los precios vuelvan a subir en el actual ciclo que experimenta la industria petrolera.

Entre tanto, muchos buques repletos del “oro negro” permanecerán en puerto a la espera de un cambio de fortuna en los mercados del crudo.

BBCMundo.com

EEUU produce 10.7 millones de barriles diarios de 35.699 pozos;  Rusia bombea 10.9 millones diarios de 8.688 pozos,  y  Arabia Saudita extrae 11.4 millones de barriles diarios de sólo 399 pozos. Mientras las compañías petroleras estadounidenses han invertido 285.000 millones de dólares en la actual producción, los sauditas sólo tuvieron que desembolsar 3.000 millones de dólares.

Fuente: Inteligenciapetrolera.com.co

La petrolera canadienses recibió un no de parte de Ecopetrol para la renovación del contrato de Campo Rubiales. ¿Cuál debe ser el rumbo que tome la petrolera ante su nuevo panorama?

El viernes pasado Ecopetrol confirmó los rumores que se venían manejando en el mercado. No le renovó el contrato de operación de Campo Rubiales a Pacific. Desde el primero de junio de 2016, la estatal colombiana asumirá la operación del campo a menos de que decida buscar un socio para su operación.

Con la negativa de la renovación, Pacific Rubiales se queda sin su campo más importante, no obstante el mercado daba por descontado que esto sucedería. Pese a todo, su acción en la Bolsa de Valores de Colombia se redujo más del 11% en la jornada siguiente de conocerse la noticia.

Surge entonces el interrogante de cuál debe ser la estrategia de la canadiense ahora que se queda sin Rubiales. Dinero consultó a analistas del mercado para conocer cuáles son sus impresiones y lo que esperan de la compañía.

Wilson Tovar, Director de Investigaciones Económicas de Acciones y Valores, señala que lo primero a lo que la empresa canadiense debe apostarle es a reducir costos. Esto no sólo por la pérdida del campo, sino por la situación actual del sector, sostiene que todas las empresas de petróleo están en ese proceso dada la coyuntura con los precios.

Así mismo afirma que si la posición de caja lo permite, la petrolera debe disminuir su producción e incorporar nuevas reservas, al menos mientras los precios del petróleo recuperan parte del terreno perdido en los últimos seis meses.

Otro de los aspectos que puede resultar atractivo para Pacific Rubiales en la coyuntura actual es el de buscar activos en Colombia que no son solventes, con esto la petrolera podrá incorporar nuevas reservas y suplir parte de la producción que perderá con Campo Rubiales.

Tovar añade que en la medida en que los acuerdos de paz den sus frutos, se facilitará el acceso a zonas en las que actualmente la exploración petrolera no es muy grande, lugares como el Putumayo pueden ofrecer alternativas interesantes para las empresas del sector, eso sí, el acceso a estas dependerá en gran medida a los avances que se produzcan entre el Gobierno y la guerrilla de las Farc.

Ante la actual crisis del sector petrolero se podría pensar que a Grupo Alfa, que durante el año anterior aumentó su participación en la canadiense hasta el 19,5% le podría interesar adquirir el resto de la compañía, no obstante advierte Tovar que, con los precios actuales de las empresas del sector, las grandes compañías pueden ver muchas oportunidades interesantes para adquirir y no sólo Pacific.

Fuente: Dinero.com

Baja cotización pararía algunos proyectos. Gobierno reitera que obras y gasto social no se afectan.

El petróleo tocó el nivel crítico por debajo de los 30 dólares, tras el anuncio de que cesarán las sanciones a las exportaciones de Irán. (Lea: Precio del petróleo vuelve a caer).

Días antes de la reunión  de la Opep, se dieron a conocer algunos pronósticos sobre el precio del petróleo y otras materias primas. ¿Qué le espera a los commodities este 2017 y el próximo año?

la proyección para 2018, es que el precio del barril se ubique en US$60.En la última edición de Commodity Markets Outlook (Perspectivas de los mercados de productos básicos), el Banco Mundial mantuvo su pronóstico para este año sobre el precio del petróleo crudo, de US$55 por barril.

Además, la proyección para 2018, es que el precio del barril se ubique en US$60.

El Banco señaló que el alza de los precios del petróleo, impulsada por los recortes de producción de estados pertenecientes y no pertenecientes a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep), permitirá que los mercados se reequilibren gradualmente.

Según el portal PrecioPetróleo.net, los inversores petroleros siguen vigilando el cumplimiento por parte de los países productores del pacto sellado a finales de 2016 para reducir su extracción en cerca de 1,8 millones de barriles por día (bpd) en el primer semestre de 2017, tratando de disminuir la sobreoferta global.

Ahora, dichos inversores se están enfocando en si la Opep y otros productores acordarán una extensión de los recortes para la segunda mitad del año. El asunto se debatirá entre miembros y productores externos, en el marco de la cumbre de la Opep el próximo 25 de mayo.

Pese a las proyecciones del Banco, se observa que el precio del crudo ha caído considerablemente en lo corrido del año, teniendo en cuenta que a comienzos de enero el barril alcanzó precios superiores a US$56 y para comienzos de mayo el barril alcanzó precios mínimos de US$45.

Variación petróleo crudo (1 enero a 15 mayo 2017)

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Fuente: Yahoo Finance

En concordancia con los pronósticos sobre el precio del petróleo, se prevé para este año un aumento del precio del gas natural del 15%, impulsado por el alza de precios en Estados Unidos.

Por su parte, se espera que el precio del carbón aumente un 6% en 2017 debido a las restricciones a la producción que había impuesto China, (país donde se consume la mitad de lo producido a nivel mundial).

Se prevé que los precios de los productos básicos no energéticos, como la agricultura, los fertilizantes, los metales y los minerales, aumentarán en 2017; este sería el primer incremento de los últimos cinco años.

Las proyecciones indican que los precios de los metales subirán un 16% este año como consecuencia de la fuerte demanda, especialmente de China, y las limitaciones de oferta, por las interrupciones de la actividad minera en Chile, Indonesia y Perú.

Por otro lado, se espera que el precio de los metales preciosos caiga un 1% este año y otro 1% el año próximo.

Dentro del grupo de los productos básicos no energéticos, se prevé que el índice de precios agrícolas se mantendrá estable este año, ya que la caída del precio de los cereales debería verse compensada por el aumento del precio de los aceites y harinas.

“Las condiciones favorables han llevado la proporción entre reservas y utilización al nivel más alto de los últimos 15 años en el caso del trigo, el maíz y el arroz”, dijo John Baffes, economista superior y autor principal de Commodity Markets Outlook. “Las evaluaciones pronostican un superávit en la oferta mundial de los principales cereales durante este año y el próximo”.

En contraste, se pronostica una caída de los precios de las bebidas (café, el cacao y té), de más del 6% en 2017, debido a que la oferta resultó ser mayor de lo previsto, pero se espera que las materias primas agrícolas aumenten un 4%. “El final del ciclo de El Niño/La Niña limita el riesgo de aumento de precios en las previsiones sobre productos básicos agrícolas para 2017 y 2018”.

Índices de precios y crecimiento de las materias primas

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Fuente: Banco Mundial

La abrupta y sostenida caída de los precios del petróleo desde 2014 ha afectado principalmente a las economías de países productores.

Estados unidos ha sido el principal beneficiario con la caída de los precios del petróleo. En su condición de importador, sólo en el segundo semestre de 2015, ahorró 110 mil millones de dólares en comparación con el gasto incurrido por ese mismo concepto en los primeros seis meses de ese año.

Bogotá – Desde hace dos semanas el dominicano Tomás Hernández, vicepresidente de refinación de Ecopetrol, está en la presidencia de la Refinería de Cartagena (Reficar), como encargado del complejo industrial. No obstante, se espera que esto no sea por mucho tiempo ya que la petrolera ya inició una convocatoria internacional con el fin de encontrar a la persona más adecuada para manejar 34 unidades de refinación de derivados de crudo en Cartagena.

Este es el segundo proceso internacional que hace la compañía de petróleos en menos de un mes para buscar atraer a las personas más idóneas a los cargos. La última adición de la empresa había sido el vicepresidente de ingeniería y proyectos Jürgen Loeber, que cuenta con más de 30 años de experiencia en manejo de obras en diversos lugares petroleros en el mundo.

Esta nueva visión de Ecopetrol, de atraer capital humano de alta calidad, está enmarcada dentro de la estrategia del presidente, Juan Carlos Echeverry, quien explicó a LR que la intención “no solo es escoger las ideas que tengan más valor, sino saber entregárselas a personas que sepan ejecutarlas”.

El plan de la petrolera es, entonces, que llegue una persona especializada en el manejo de plantas de refinación para que opere Reficar con la mayor eficiencia. Y que, de paso, aporte a construir el modelo que tiene Ecopetrol con BP, que hace dos semanas sellaron una alianza que busca precisamente definir la mejor dieta de crudos para obtener los mejores márgenes de venta de combustibles que hoy en día, y por su calidad, se han vendido en California, un mercado con los más altos estándares ambientales.

Siendo así, y después de que se escoja al presidente de Reficar, proceso que no se espera dure mucho tiempo y que será apoyado por una firma cazatalentos (aún no se ha definido cuál), pero que no tiene fecha definida, Tomás Hernández, retomaría sus funciones en la vicepresidencia.

Por otra parte, el ingeniero Reyes Reinoso, que es valiosamente recordado por lograr terminar la obra y sacarla de un atraso de más de cuatro años, ya regresó a Ecopetrol y empezó a reforzar el equipo de Loeber, que es a su vez el que estaba realizando el cierre total del proyecto en la refinería.

Dentro de sus nuevos retos está el de imponer y crear estrategias dentro de la empresa que mejoren la disciplina de capital. En palabras de Echeverry, la vicepresidencia de proyectos es ese “embudo que clasifica las ideas arriba y abajo saca las pocas inversiones y proyectos que valen la pena. Con eso esperamos crear un portafolio robusto”.

Por otra parte, para los analistas, el nuevo presidente de Reficar deberá tener un amplio conocimiento de los mercados de derivados, ya que las ventas se hacen diariamente y es necesario que conozca exactamente qué productos tienen los mejores precios y demanda constantemente con el fin de cambiar la dieta de la refinería y obtener los mejores resultados.

A su vez, tendrá que balancear esto analizando los costos de oportunidad de vender en el mercado nacional, ya que cuando disminuyen las importaciones de refinados, Ecopetrol mejora sus gastos operativos.

Finalmente, para Diego Franco, jefe de investigaciones de Franco Valores, “la experiencia del nuevo presidente deberá estar enfocada precisamente en el sector petroquímico. Debería ser una persona que tenga experiencia en evaluación de proyectos, ya que Reficar necesita una cabeza que lleve a la generación de productos limpios y que, a su vez, tenga una adición de procesos que hagan que la compañía sea eficiente y así recupere en parte la gran pérdida que hubo por sobre costos”.

Refinería está enfocada en la demanda

Teniendo en cuenta que Ecopetrol ya recibió 100% de las plantas del complejo industrial, lo que significa que ya empezó a ser el operador de la refinería, la tarea de Reficar como empresa será cerrar financieramente el proyecto y enfocarse en la demanda contra CBI.

La idea es que la empresa, que conoce los pormenores, finalice el proceso de arbitramento, en el que se están pidiendo al menos US$2.000 millones. Por su parte, en este proceso hasta ahora se está conformando el tribunal y se están escogiendo los tres árbitros.

La opinión

Juan Carlos Echeverry

Presidente de Ecopetrol

“El modelo de trabajo que se busca es el de alguien que coja las ideas y las entregue a gente que sepa. Que lleve décadas en esto”

Fuente: Larepublica.co 

Son muchos los pronósticos sobre la recuperación de los precios internacionales del petróleo para este año. Los analistas hacen sus apuestas para predecir en qué niveles podría estabilizarse el precio del oro negro.

Nadie coincide en el margen, pero en lo que sí están de acuerdo es en que ni en el corto ni en el mediano plazos se volverán a ver precios de US$100 por barril.

Aunque a finales del 2014 y comienzo de año, algunos expertos estimaban que los precios del petróleo iban a continuar en caída libre, la tendencia empieza a evidenciar un comportamiento diferente. Desde el 30 de enero hasta el pasado viernes, el precio del crudo ha tenido un ascenso de 9,4%, en el caso del WTI, y una subida de 16%, en el caso del Brent.

Mientras el 30 de enero el WTI se cotizó a US$48,24 el barril, el viernes cerró la semana en US$52,78; y el Brent, por su parte, estuvo a US$52,9 el 30 de enero y el 13 de febrero alcanzó los US$61,41.

Ante la dinámica que está presentando el precio del crudo Colprensa consultó a varios analistas y les preguntó... ¿será que ya tocó fondo y ahora seguirá subiendo?

Algunos consideran que podría descender para luego tener un repunte y estabilizarse en el segundo semestre del año.

El ingeniero de petróleos y exdirector de Hidrocarburos del Ministerio de Minas, Julio César Vera, afirma que “va a haber una recuperación a un nivel entre US$55 y US$60 el barril, porque a ese precio es sostenible tanto la producción de Estados Unidos, de los yacimientos no convencionales, tanto la producción de los países árabes. Sobre ese nivel creería que se va a estabilizar el precio en el corto y mediano plazo”.

Ese rango de entre US$55 y US$60 el barril se daría, de acuerdo con Vera, en lo que resta de este trimestre y se mantendría así durante el resto del año.

Por su parte, el gerente y analista financiero de Fénix Valor, Orlando Santiago Jácome, asegura que el petróleo podría situarse este año entre US$65 y US$75 el barril. “No lo vemos por mucho tiempo en niveles bajos”, afirmó.

De acuerdo con el experto, esta recuperación se daría después de mitad de año, aunque irá buscando estos niveles durante los primeros trimestres del 2015.

En contraste, el jefe de Estudios Económicos de CitiBank, Munir Jalil, asegura que el precio podría caer aún más en lo que queda del primer y segundo trimestre, para poder repuntar y ver un incremento en los precios al cierre del año, según lo analizó el grupo de estudio de commodities de la entidad.

“Tenemos como precio promedio para WTI este año US$46, sin embargo, la dinámica nos muestra un segundo trimestre, -abril, mayo, junio-, en donde el precio promedio lo estamos viendo en US$35 dólares para el WTI, y no nos sorprenderíamos que pudiéramos ver, por un tiempo muy corto, algo inclusive por debajo de US$35 en algún momento del segundo trimestre”, explicó el experto.

Para el tercer trimestre el precio sería de US$45, y de US$51 para el cuarto, comenzando así un proceso de recuperación para luego estabilizarse entre US$60 y US$70 el barril hacia el año 2016, según Jalil.

El profesor de la Facultad de Economía de la Universidad del Rosario, Gonzalo Palau, coincide en que la estabilización del precio del petróleo se dará entre los US$60 y US$70 por barril. Sin embargo, a diferencia de Jalil, advierte que esa recuperación se daría este mismo año, a partir del segundo semestre. “No puede quedarse en niveles por debajo de los US$50, las empresas no lo soportan”, dijo.

¿De qué depende que suba?

Tal y como se había advertido a finales del año pasado, una de las mayores incógnitas del 2015 giraría en torno al precio del crudo.
Los expertos coinciden en que la presión al alza o a la baja del precio está dada principalmente por un tema de oferta y demanda, como ya se ha dicho. Un exceso de producción, que podría darse tanto por parte de Estados Unidos y los países árabes, así como por otros productores como Rusia, México y Canadá presionarían a la baja el precio.

Así mismo, según el experto Julio César Vera, si se produjera una crisis económica en las principales economías mundiales, como China, India, Japón o Estados Unidos, generaría caída en demanda, lo que a los niveles actuales de oferta generaría un bajonazo en precio. En contraste, un aumento en la demanda impulsado por un crecimiento de los países generaría una subida en la cotización.

Esta es una de las mayores preocupaciones, por el lado de la demanda, pues como lo afirma el Banco de la República en su monitoreo de enero, el crecimiento mundial continúa débil y desigual. Mientras la recuperación de los Estados Unidos continúa y se consolida, el crecimiento de la zona euro y Japón sigue débil, además los países emergentes se expanden a un menor ritmo o a tasas bajas.

Entre tanto, la Asociación Nacional de Instituciones Financieras (Anif) considera que, producto del desplome en los precios desde la segunda mitad de 2014, que conllevó a las empresas del sector a reducir sus inversiones, principalmente en exploración, habrá desaceleraciones en la oferta petrolera global, lo que repuntaría el precio.

¿Por qué el altibajo?

Como en cualquier mercado, el precio del petróleo responde a un 'juego' de oferta y demanda.

De esta manera, en el largo plazo, el precio del oro negro dependerá de factores coyunturales, de nueva oferta de producción y nuevos choques de demanda que se generen producto del crecimiento o decrecimiento de las principales economías del mundo.

Por: Sharon Henrnández

Fuente: Colprensa -elpais.com

El presidente de Ecopetrol, Javier Gutiérrez Pemberthy, habló con Portafolio sobre su experiencia a la cabeza de la empresa más importante del país y sobre los retos que quedan para su sucesor, Juan Carlos Echeverry.

Foto de ElEspectador.comJavier Gutiérrez Pemberthy es un hombre firme en sus convicciones pero suave en sus formas. Su secreto, dice, es entender que todo hace parte del trabajo, tanto lo bueno, como lo malo. Sus colaboradores más cercanos dicen que es sumamente exigente, pero que pocas veces lo ven fuera de sus casillas.

Para esta entrevista, nos recibe un viernes a las 6:30 de la tarde en su oficina, justo después de una complicada reunión con la junta directiva de Ecopetrol, empresa que ha presidido en los últimos siete años, en la que se tomó la decisión de no prorrogar el contrato de operación con Pacific Rubiales para manejar campo Rubiales.

Últimamente sus días han estado colmados de decisiones claves para la empresa más importante para el país. Pero, aún así, luce tranquilo y sonriente.

Cuentan que llega siempre antes de seis de la mañana y se va después de diez de la noche. No es para menos, entre los escándalos de corrupción dentro de la compañía que ha tenido que encarar, la incertidumbre sobre la prórroga de Rubiales y el empalme con el presidente electo de la petrolera, Juan Carlos Echeverry, no queda mucho tiempo para el descanso, ni para la nostalgia tampoco.

Aún así, se tomó unos minutos para hablar con Portafolio sobre su paso por la compañía y reflexionar sobre cómo se ha dado este nuevo cambio, tanto para la empresa como para él.

Hablando de la noticia más reciente de la compañía, ¿usted está convencido de que Ecopetrol puede manejar campo Rubiales?

Sí. Yo sé que parte de los aspectos que se cuestionan es si Ecopetrol tiene la capacidad. Algunos dicen que si bien operamos Castilla y Chichimene, no tenemos tanta gente como para repetir lo mismo en Rubiales. Sabemos que es un reto, pero algunas de las alternativas que se estudian es llamar a otros operadores o mirar qué posibilidad hay de abrir otro concurso. Es cuestión de ver cómo replicar esos modelos, cómo puede organizarse y contratar gente. Yo creo que Ecopetrol tiene diferentes opciones y creo que esta es una una oportunidad de seguir creciendo.

En todo caso, ese 'chicharrón' ya le queda al señor Juan Carlos Echeverry...

Pero ya no hay chicharrón. Es el reto de recibir esa operación y aprovecharla muy bien y seguir soportando, porque ahí puede haber aspectos muy interesantes.

Sí, tiene razón, ya se tomó buena parte de la decisión...

Lo que le queda a Juan Carlos es afrontar ese reto y, sobre eso, seguir soportando el crecimiento de la compañía, hay oportunidades importantes para aumentar la producción en campo Rubiales, incorporar nuevas tecnologías para ir a recobro secundario y terciario, yo creo que lo que hay es una tremenda oportunidad para Ecopetrol.

¿Cómo le ha ido con el empalme?

Muy bien. El doctor Juan Carlos estuvo dos días de la semana pasada acá, tuvo una agenda muy completa para revisar todos los temas de la empresa. Él de verdad está muy entusiasmado, es una persona capaz y bien preparada, tiene facilmente 25 años de vida pública a través de los cuales ha liderado reformas muy importantes. Es una persona con capacidad para tomar decisiones complejas como las que necesita Ecopetrol.

¿Le ha dado algún consejo?

Dar consejos es relativo, como dice el dicho: 'cada quién tiene su forma de matar las pulgas', así que en eso soy respetuoso.

¿Pero tal vez algo que le habría gustado que alguien le hubiera dicho cuando llegó a la presidencia?

Él fue miembro de la Junta Directiva de Ecopetrol por dos años y conoce muy bien a Ecopetrol... Algo que me parece importante es que valore a la gente que tiene la compañía, aquí hay un gran equipo y que él tiene que saber aprovecharlo para orquestar un grupo como el de la selección Colombia que le permita a esta empresa meter los goles que necesita.

A Ecopetrol le quedan muchos retos por delante: la transformación de una compañía como esta es una cosa de largo aliento. En los últimos años Ecopetrol ha ganado experiencia en la operación, pero tiene que destacarse más en sus resultados, volverse un explorador fuerte, con costos competitivos.



Y otro tema que me imagino que estará en la lista es la transparencia. Se dice que el escándalo de Petrotiger es la punta del iceberg de un problema de corrupción que se vive en la compañía...

Indudablemente es un tema importante. Pero déjame decir algo aunque se debate sobre si esto es o no la punta del iceberg, hay que mirar que seguimos hablando de un número limitado de contratos y de personas en estos casos. Alguien podría decir 'qué descarado ese señor, que dice que es un asunto pequeño', pero si tu comparas seis contratos contra diez u once mil que manejamos entonces es un solo caso entre toda esta población. Claro, uno quisiera que ningún contrato y ningún funcionario de Ecopetrol se viera involucrado en estos actos. Ahora, a raiz de todo esto han salido otros casos a la luz, pero hemos podido decir qué medidas tomamos en cada uno de ellos. Ecopetrol tiene un sistema de control robusto que ha estructurado un proceso contra esos riesgos de soborno, de lavado de activos, el año pasado recibimos 448 quejas y denuncias que investigamos, hemos hecho denuncias a las autoridades, terminamos contratos. Aquí siempre se pueden hacer más cosas y de hecho las estamos haciendo. Pero los actos de corrupción en Ecopetrol no son sistemáticos, ni generalizados.

Pero entonces, ¿por qué es tan común escuchar el comentario entre las empresas operadoras y contratistas que en Ecopetrol son muchos los casos de estos que no son públicos y que no hay control?

Sí pero así como escuchan esos comentarios, a la hora de hacer los señalamientos de manera precisa no se logra tener esa identificación para poder actuar. En los últimos años podríamos mostrarte terminaciones de contratos de 24 personas justamente asociadas a denuncias que hicimos nosotros. Sí se toman medidas. No obstante hay que seguir haciendo más cosas.

¿Cuál es la mayor frustración que ha tenido en este cargo?, algo que haya querido hacer y no haya podido...

No me llevo frustraciones, creo que se han logrado muchísimas cosas. Quizá me habría gustado avanzar más rápido en el proceso de transformación.

¿Qué le faltó ahí?

Haber seguido avanzando hacia esa cultura que requiere una organización como esta, una empresa muy eficiente, muy competitiva por la gente, por el talento humano, por un trabajo muy fuerte en equipo. Son cosas que Ecopetrol tiene pero hay que seguir avanzando.

Y por el otro lado, ¿Cuál es el logro que más satisfacción le ha dado desde que es presidente de Ecopetrol?

Lo que más me ha marcado fue el tratamiento y la manera como Ecopetrol enfrentó la tragedia que se dio en Dos Quebradas el 23 de diciembre del 2011.

¿Por qué?

Creo que es la situación más crítica que nos ha tocado, se presentaron 33 muertos, más de 100 heridos, más las viviendas destruidas. Responder a esa expectativa que tenía la gente de si Ecopetrol iba o no a responder por los daños y perjuicios. Después de tres años logramos meternos con la comunidad, trabajar con la gente. Esa experiencia nos mostró que sí se puede hacer un trabajo completamente alineado para desarrollar las expectativas de las comunidades y la organización. Eso es lo que más me ha impactado, porque a partir de una situación muy negativa logramos un buen final, conciliaciones prácticamente con todas las familias involucradas.

¿Por qué cree que fue tan comentada su salida de la presidencia antes de que saliera el comunicado oficial?

No sé, yo creo que de pronto habia una expectativa de que se diera un cambio en la presidencia y probablemente la gente hacía comentarios en relación con esto, pero yo pienso que cuando ya la junta vio la conveniencia de hacer ese cambio, se tomó la decisión. Ecopetrol es una empresa con muchísima visibilidad, que despierta mucho interés. Ya la gente veía que era suficiente el tiempo que yo había pasado en Ecopetrol. Las compañías tambien necesitan de estos cambios para seguir en sus procesos de evolución, creo que para cada época y necesidad está la persona adecuada. Creo que de pronto yo era el presidente que necesitaba Ecopetrol en esos años, y ahora necesita a alguien con otras condiciones. Tengo la expectativa de que lo que viene va a ser para que Ecopetrol se siga desarrollando, no me cabe la menor duda, independiente de quién esté al frente de la compañía la gente espera que Ecopetrol sea una buena empresa, que sea el valuarte de la industria petrolera en Colombia, que contribuya con que el país tenga reservas, son esas cosas las que van quedando en el ADN de la compañía.

Tanto en Isa como en Ecopetrol usted ha logrado importantes transformaciones, ¿podría ser este su sello como gerente?

Creo que me ha tocado llegar en ciertos momentos en las compañías en los que había que hacer unas tareas y yo me puse hacerlas. Es parte de las circunstancias que viven las personas, hay que entender que en el momento en que llegué a Ecopetrol fue el proceso de capitalización, de la democratización, que transformó esta empresa. Son esas cosas que me ha tocado en la vida y que me gusta hacer.

Pero en esos procesos también ha tenido que recibir muchas críticas, ¿recuerda alguna particular?

No. Yo diría que es natural en procesos como estos, hay cosas que la gente reconoce como positivas y otras que no tanto. Yo en realidad trato de no fijarme mucho en eso, las críticas que recibo están asociadas a las circunstancias que me toca afrontar. No puedo quedarme en esas cosas que están alrededor de la manera, a veces un poco agresiva como se dicen, hay que ver qué hay detrás de eso y qué soporta eso. Estando en estas posiciones toca estar completamente abierto a las críticas.

Además de su iguana, ¿qué se lleva de Ecopetrol?

Grandes recuerdos, el cariño de la gente que me manda mensajes y que agradecen por el trabajo hecho. Eso me lo llevo, porque finalmente lo que uno hace es trabajar por la gente, uno es un director de orquesta pero al final las cosas se logran por la gente.

Y que va a hacer ahora, ¿cuál es el siguiente paso para usted?

Vamos a ver, hay que soltar primero. Al menos descansaré por unos días.

Nohora Celedón  . Portafolio.co

Para Ramón Espinasa, director de Estudios Estratégicos de Petróleo y Gas del BID, Colombia necesita promover la exploración de no convencionales y la recuperación secundaria.

El entorno global para la industria petrolera no es el más alentador por estos días. Unos precios que rondan los 90 dólares por barril, una demanda que disminuye y un incremento en la oferta de petróleo, ponen en cuestionamiento el desarrollo de los proyectos más riesgosos, como las arenas bituminosas en Canadá y los proyectos presal (en aguas profundas brasileñas).

Para Ramón Espinasa, director de Estudios estratégicos de Petróleo y Gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), los precios actuales aún permiten el desarrollo de los proyectos de no convencionales, pero es tal la competencia por atraer inversionistas que los países deben crear estímulos para sacar adelante estas nuevas iniciativas de exploración y producción.

¿Cómo interpreta la actual caída del precio del crudo?

Lo que nos dice es que hay mucha holgura en el mercado, y esto tiene dos causas: una de ellas está relacionada con que la producción de shale oil en los Estados Unidos ha sido mucho más acelerada de lo que nadie se imaginaba, desde el 2002 se ha aumentado en alrededor de 2,5 millones de barriles.

Todas las disrupciones que ha habido por el lado de la oferta por razones geopolíticas, bien en el norte de África o en el Medio Oriente, se ven compensadas por el aumento de la producción en los Estados Unidos. Por otro lado, tienes una desaceleración de la demanda, que prácticamente no está creciendo. Es esto lo que explica que el petróleo haya caído aproximadamente 15 por ciento desde mediados de julio.

Pero pareciera que lo que pasa en el Oriente Medio ya no impacta al precio, ¿es así?

Sí. Bueno, es que tienes oferta adicional en los Estados Unidos, que consumía, en el 2007, 21 millones y producía 7, así que importaba 14. Hoy está consumiendo 18 y produce 8, con lo cual importa 10, ha caído en 4 millones de barriles su importación de petróleo, eso ha desplazado petróleo de muchos sitios de Medio Oriente y Venezuela. Sin duda, en el mercado de los Estados Unidos y de la cuenca del Atlántico, la producción del Medio Oriente es menos importante.

¿Afectará este nuevo precio a las inversiones en el sector?

Vale la pena poner todo esto en una perspectiva histórica: hace 12 años la cotización era de 20 dólares por barril. Ahora, está cayendo de niveles muy altos, sin duda esto va a afectar la oferta, si se mantiene así. En particular, hay una oferta marginal que se vería afectada como la de las arenas bituminosas en Canadá o el presal, de Brasil. Pero eso sería por debajo de los 80 o 75 dólares, y todavía estamos muy lejos de esa marca.

¿Cuál es el impacto de estas cotizaciones en otro tipo de proyectos como los de costa afuera y los no convencionales?

Hay que ver a qué nivel se estabiliza el precio, cualquier precio por encima de 80 dólares no desestabiliza la producción. Seguro se empezarán a hacer cálculos sobre si vale la pena hacer o no los proyectos nuevos con un precio inferior a 80 dólares. No pasará con los ya existentes.

¿Cómo ve el desarrollo del sector en Colombia?

En el año 2003 y 2004 el tema de discusión en Colombia era cuándo se iba a convertir en un importador neto, porque se producía medio millón de barriles y el consumo del mercado interno estaba creciendo. En eso, vino la reforma y justo en ese periodo los precios se multiplicaron por 5 (de 20 a 100 dólares).

De las siete economías latinoamericanas productoras de petróleo solo 3 aprovecharon esa bonanza aumentando su producción consistentemente, fueron Brasil, Colombia y Perú y lo que comparten esas naciones es un marco regulatorio similar que abrió el sector a la inversión privada. En Colombia, la producción se ha duplicado, de medio millón a casi un millón de barriles.

Pero hoy hay problemas para pasar de ese umbral…

En este tema hay que diferenciar dos cosas: lo coyuntural y lo estructural. Lo primero tiene que ver con inconformidad en las zonas petroleras por la reducción de las regalías, orden público y retraso en las licencias ambientales, entiendo que el Gobierno colombiano está trabajando en esos tres temas. Pero lo estructural tiene que ver con las reservas. Colombia ha incorporado reservas gracias a un aumento en la inversión de las empresas en exploración.

Ahora la geología parece no ser tan buena, pero hay dos cosas a las que se pueden recurrir en el caso colombiano: aumentar la tasa de recobro en yacimientos existentes y la búsqueda de no convencionales. Ambas requieren mucha más inversión, entonces las condiciones económicas no pueden ser las mismas, tiene que bajar la toma del Estado - lo que gana la Nación por impuestos y regalías- para que las empresas inviertan más.

Pero hoy en día hay una reforma tributaria que, según las petroleras, va justamente en contravía de lo que usted propone…

Sí. Creo que esto se está sintiendo, la participación de las empresas en la Ronda 2014 fue menor de lo que se esperaba, y es porque no les están dando los números. Yo sí creo que con un ente técnico como es la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos), un ministerio bien calificado, como es el Ministerio de Minas y Energía, uno puede aumentar las regalías en las zonas más productivas, donde hay menores riesgos y mayor rentabilidad, y bajar la presión en estas áreas marginales para estimular la inversión. Creo que eso es lo que habría que hacer: olvidarse de tasas uniformes y aplicar tasas diferenciales.

¿Cómo ve que se están preparando los países productores de América Latina para la entrada de México a la competencia?

Hay países con mucho potencial que están cerrados a la inversión privada, como Venezuela, Argentina y, en cierto modo, Ecuador. Así que, abiertos a la inversión privada están México, Colombia y Brasil (en las áreas tradicionales). Colombia sigue siendo competitiva, pero tiene que dar las condiciones.



Fuente: Portafolio.co / Nohora Celedón

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Cuatro gremios de empresas de servicios petroleros de América Latina se reunieron en una confederación regional para buscar oportunidades de negocios. El director de la asociación del sector en México, Amespac, Antonio Juárez, habla sobre cómo afrontan en su país la caída de los precios del crudo.

La unión hace la fuerza, y en momentos de crisis, la solidaridad gremial internacional puede ser la salida para muchas compañías de bienes y servicios de la región.

Bajo esa idea la joven Confederación Regional de Cámaras de Bienes y Servicios Petroleros busca identificar entre gremios del sector en Colombia, Argentina, Venezuela y México nuevas oportunidades de negocios en un entorno marcado por la reducción de los presupuestos para desarrollo y exploración, de las principales empresas del país.

El director Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros, Amespac, Antonio Juárez, explica por qué en medio de la crisis de bajos precios de crudo México muestra oportunidades para las empresas de bienes y servicios petroleros.

Pareciera que la crisis que vive hoy el sector petrolero afecta a México de una manera distinta, ¿es así?

Lo que pasa es que México ha tenido un proceso acelerado de industrialización. En parte, gracias a los Tratados de Libre Comercio con los Estados Unidos, por tanto, la dependencia de las exportaciones y de los ingresos de la industria petrolera se ha venido reduciendo.

Hoy ya el petróleo representa el 15 por ciento de los ingresos por exportaciones y el 13 por ciento de los ingresos del Gobierno Federal, cuando antes llegó a ser el 80 por ciento de las exportaciones y el 60 por ciento de los ingresos.

Entonces esa diversificación ha permitido que no sea tan fuerte el impacto en la economía de la caída de los precios del petróleo. Se ha afectado especialmente a Pemex, que es las empresas que depende del sector, pero no al Gobierno.

Y las empresas de servicios petroleros dependen básicamente de Pemex...

Hoy sí, porque es un monopolio que no se ha acabado aún. Ahora se va a incorporar el sector privado, pero es un proceso lento.

¿De qué manera la situación de Pemex golpea ahora a la red de empresas de servicios?

Sí está afectando sobre todo a las zonas de operación petrolera, allí se ha afectado el empleo, muchas de las industrias han cerrado, pero a nivel regional. Esto, por ejemplo, en Ciudad de México no se ve.

¿Cómo esperan poder beneficiarse de esta nueva iniciativa de la Confederación Regional?

Nosotros creemos que como apenas se está abriendo a la industria va a haber una actividad mucho más fuerte de parte de empresas privadas.

Se espera que Pemex le dé más importancia al desarrollo de proveedores, quiero decir que ahora productos que no se hacían en México, que requiera la industria petrolera, se pueden fabricar en México.

En este sector pueden participar empresas que ya tienen experiencia, bien sea de Colombia o Argentina, tiene todo el sentido y eso es lo que queremos.

Se tienen muchas expectativas de la subasta petrolera mexicana, pero la primera fase de la ronda uno no fue exitosa, ¿qué se puede esperar de la siguiente fase?

Esta primera etapa no fue tan exitosa porque las condiciones que exigía la Secretaría de Finanzas, el Goverment Take (participación del Gobierno), las comisiones, no eran conocidas, entonces las empresas no sabían a qué apuntarle.

Ahora, ya las empresas tienen mucha más seguridad y yo creo que los resultados de la segunda ronda van a ser mejores.

OPORTUNIDADES PARA LA INDUSTRIA, EN LA MIRA

Uno de los principales retos del gremio es lograr que empresas de un país puedan aliarse con compañías de otras para prestar servicios conjuntos a las petroleras.

La idea es que, por ejemplo, según explicó el presidente de Campetrol, Rubén Darío Lizarralde, empresas colombianas puedan fabricar insumos para el sector petrolero en plantas de firmas en México, para que la experiencia de unas se complemente con la oportunidad geográfica de otras.

“Así se comparten las utilidades y los beneficios entre cada una de las empresas. Este tipo de acuerdos se ha intentado hacer desde otros espacios como la Comunidad Andina de Naciones, pero es más sencillo hacerlo entre el sector privado. El tema no es fácil, pero es posible y estamos trabajando en ello”, señaló Rubén Darío Lizarralde.

Para el presidente de la Cámara Argentina de Proveedores de la Industria Petro-Energética, Capipe, Sergio Echabarrena, el desarrollo del yacimiento de Vaca Muerta va a incrementar la demanda de bienes y servicios petroleros en ese país, y establecer alianzas con empresas del sector en otros países puede ser clave para suplir esta necesidad.

La Confederación Regional invitó a Bolivia, Canadá y Trinidad y Tobago a vincularse a esta iniciativa.

Fuente: Portafolio.co

El Comisario europeo de Energía y Clima, Miguel Arias Cañete (Madrid, 1950), tuvo un arranque difícil en Bruselas. Para acceder al Ejecutivo comunitario, la Eurocámara lo sometió a un duro examen por sus lazos con la industria petrolera y otros aspectos controvertidos de su extenso currículo.

Pasó el trago y hoy conduce la cartera de Energía y Clima, convertida en prioridad por la imperiosa necesidad de reducir la dependencia de Rusia. Rodeado de papeles en su luminoso despacho de Bruselas, Cañete defiende su gran proyecto, un plan de unión energética clave para España porque desatasca las interconexiones con Francia. Y se muestra favorable —sin esconder los riesgos— al fracking y a la energía nuclear.

Pregunta. Van varios intentos de unión energética, siempre frustrados porque la energía es un elemento sensible para los Estados. ¿Por qué ahora es diferente?

Respuesta. Por dos razones. La energía europea tiene costes muy superiores a los de EE UU o China: eso resta competitividad. Simultáneamente, vivimos uno de los conflictos más importantes de los últimos tiempos y el riesgo de depender en un porcentaje altísimo de Rusia obliga a cambiar.

P. ¿En qué dirección?

R. Hace falta una reforma en profundidad e interconexiones de infraestructuras para poder trasvasar energía de un Estado a otro. Y hay que abordar el sistema de formación de precios en las tarifas, reduciendo las distorsiones a la competencia. La Comisión quiere que los precios regulados vayan desapareciendo.

P. ¿Cuánto se puede reducir la dependencia de Rusia?

R. Depende del éxito que tengan nuestras alternativas. Aún así, hay que normalizar la relación energética con Rusia, que seguirá siendo un gran proveedor.

P. El conflicto ucranio, paradójicamente, despeja su trabajo.

R. Ucrania es la ruta principal de gas ruso hacia Europa: el conflicto pone en evidencia vulnerabilidades, para la industria e incluso para calentar a los ciudadanos.

P. ¿Corremos ese riesgo?

R. Ya ocurrió una vez. La UE debe tener mecanismos por si eso se repite: en 2006 no había planes de contingencia. Hay que prever el peor de los escenarios.

P. ¿Por qué cree que esta vez sí se harán las interconexiones?

R. Estamos en otro contexto, por el conflicto con Rusia y los elevados costes energéticos. Y tenemos mecanismos de financiación, entre ellos el Plan Juncker.

P. ¿Y si Francia no cumple?

R. Hay un acuerdo político. Si Francia incumple, la Comisión activará los instrumentos adecuados para garantizar los compromisos porque se trata de un asunto de interés europeo.

P. La UE destina 120.000 millones al año a subsidiar, entre otras cosas, energías contaminantes.

R. Las renovables se llevan la parte del león.

P. ¿Pero no es contradictorio seguir subvencionando el carbón después de insistir en las energías limpias y la eficiencia?

R. Los apoyos al carbón están limitados, tienen fecha de caducidad y trabajamos en desarrollar tecnologías para hacerlo competitivo y cumplir objetivos medioambientales. El carbón permite utilizar fuentes autóctonas, de las que la UE no está sobrada.

P. ¿Cómo puede diseñarse una cesta energética en una UE en la que Alemania solo quiere impulsar renovables y Francia prácticamente solo energía nuclear?

R. El mix es competencia de los Estados. La Comisión intenta crear los incentivos adecuados: en renovables, que estén más orientadas al mercado; en nuclear, garantizar la seguridad. En gas buscamos abaratar costes con el gas natural licuado.

P. ¿Y el fracking?

R. La Comisión ha hecho recomendaciones para los Estados y no excluimos dictar una normativa vinculante en la regulación de esa tecnología.

P. ¿Está a favor del fracking?

R. Mi opinión personal es que en EE UU ha revolucionado su economía. Ha permitido un crecimiento espectacular, ha abaratado la energía, los ha hecho muy competitivos... el fracking ha cambiado completamente su política energética. Europa estudia regularlo. No descarte que pasemos a la fase normativa: establecer condiciones de evaluación medioambiental para poder desarrollar el fracking.

P. ¿Y sobre la energía nuclear?

R. La UE tiene tecnología puntera. Después de Fukushima han mejorado los estándares de seguridad. La energía nuclear contribuye a diversificar las fuentes.

P. ¿Opina lo mismo como comisario de Clima?

R. No existe el riesgo cero. Pero el medio ambiente es compatible con el progreso económico, siempre que se garantice la seguridad, sin interferencias políticas.

P. El Parlamento le considera más proindustria que verde.

R. La Comisión Europea tiene objetivos de reducción de emisiones del 40%, y también de reindustrialización del 20%. Hay que compaginarlos. Pero diría que en este momento mis mayores críticos están en la Comisión de Industria y en el Partido Popular Europeo.

P. ¿Sus anteriores intereses en la industria energética le pueden ayudar a luchar contra algunos abusos o son un problema?

R. Conocer el sector privado es fantástico para tener responsabilidades políticas; se entienden mejor los dossieres. Y cuando se establece una línea política, por supuesto con independencia, eso se puede poner en valor.

P. La política energética española parece consistir en cargarlo casi todo a la factura del consumidor, incluido el proyecto Castor. ¿Es eso coherente?

R. Vamos a revisar la formación de precios, en España y en toda de la UE. La factura de la luz tiene muchos elementos añadidos que no responden al coste de producción. Cuando se apoya a determinadas energías con la factura de la luz se distorsiona la competencia.

Claudi Pérez / Lucía Abellán, Bruselas

Fuente: elPais.es

El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos se convirtió en uno de los gestores de la recuperación de la industria petrolera durante este año. Diálogo con comunidades, preservación ambiental, acercar a los empresarios para que inviertan en Colombia y contribuir al desarrollo del Acuerdo de Paz, los postulados de su política pública.

Los últimos meses han sido agitados para el sector petrolero. Aunque el precio del barril se incrementó en comparación con el del primer semestre y la inversión extranjera creció frente a la de 2016 (pasó de US$1.900 millones a cerca de US$3.000 millones), la industria ha tenido que asumir nuevos desafíos. Uno de los principales, quizás, es la búsqueda de un camino en el que se puedan conciliar los intereses del Gobierno central y los de las comunidades en las regiones.

Eso lo sabe Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). A su parecer, varios factores han motivado el descontento en algunas comunidades. Algunos, dice, suelen estar basados en mitos, pero otros tienen sustento. Para resolver el dilema que hay detrás, su apuesta ha sido dialogar. “Nos hemos sentado a escuchar sus preocupaciones como nunca antes y hemos desarrollado una estrategia territorial”, asegura. “Las estamos involucrando más en los procesos para que sientan los beneficios”.

En entrevista con este diario, Velandia explica cómo está avanzando el fracking en el país y reitera la necesidad de no eludir un tema clave en el debate nacional: la economía colombiana sigue dependiendo de la buena salud de la industria petrolera.

¿Cuál es el panorama de los hidrocarburos de Colombia para los próximos 10 años?

El proceso de paz nos va a ayudar a desarrollar mucho de lo que no hemos podido evaluar ni conocer. Las zonas donde hubo conflicto tienen los mejores prospectos para encontrar hidrocarburos: toda la cuenca de los Llanos, la región del Catatumbo y la del Caguán-Putumayo. El acuerdo con las Farc y los avances del diálogo con el Eln nos van a permitir evaluar el potencial de hidrocarburos de esas regiones. Una vez logremos eso y hayamos superado algunas dificultades con las comunidades, involucrándolas en la toma de decisiones a través de un diálogo informado, vamos a estar en un mejor escenario. Sumado a lo que hoy conocemos y a nuestros potenciales hidrocarburíferos en el off shore, esto permitirá un importante avance de la industria. Eso garantiza un aporte muy significativo a nuestras finanzas públicas y, por ende, al desarrollo social del país.

En los últimos meses hemos visto un gran movimiento ciudadano y comunitario en contra de algunos proyectos mineros y de hidrocarburos. ¿Cuál es su lectura de este fenómeno?

Hay una mezcla de factores que están motivando el inconformismo de las comunidades. Hay desde temas laborales y ambientales hasta demanda de bienes y servicios y asuntos económicos. Además, por la caída de precios y por la baja producción en algunas regiones, algunas comunidades sienten hoy que no están recibiendo los recursos de regalías que recibían años atrás. Muchas quieren que haya una mejor distribución de la renta petrolera. Lo que hemos hecho es no rehusarnos al diálogo con las comunidades. Este año nos hemos sentado a escuchar sus preocupaciones. Muchas de ellas son mitos, otras tienen asidero. A esas hay que buscarles solución. Desde el Gobierno vamos a encontrar todos los mecanismos necesarios para que las comunidades se sientan más involucradas en los procesos; para que sientan más los beneficios.

¿Cuál cree que es el mejor camino para resolver el dilema del suelo en manos de entidades territoriales y el subsuelo en manos de la Nación?

El diálogo y la búsqueda de intereses comunes es lo que nos debe motivar. No nos podemos dar el privilegio de tener potencial de recursos en el subsuelo de las regiones y no aprovecharlos. Pero hay que hacerlo de forma óptima, sostenible y socialmente posible, es decir, las comunidades deben sentir esos beneficios. La industria hidrocarburífera no riñe con el desarrollo de otros sectores cuando se hace bien. Y lo que hemos demostrado en 100 años es que, salvo casos excepcionales, las cosas se han hecho de manera correcta. Hay que lograr unas reglas claras del juego y buscar una conciliación entre los intereses del Gobierno Nacional y los de las comunidades. El aprovechamiento de esos recursos repercute en que podamos tener más y mejores escuelas y mejor infraestructura vial. A veces, en las regiones, piensan que esos recursos van para otra bolsa, pero no es así. De lo que se transfiere a través del sistema general de participaciones, el 25 % es financiado por la industria petrolera. No hay ninguna economía en el mundo que se dé el lujo, de la noche a la mañana, de sustraer el 25 % de sus ingresos y mantener el mismo nivel de gasto social.

La última década estuvo caracterizada por una bonanza de las materias primas. A los ojos de algunos expertos, el país no supo manejarla y hoy está sufriendo las consecuencias. ¿Cuál es su opinión al respecto? ¿Cree que no supimos aprovechar ese auge?

Cometimos el error de no haber entendido que estos recursos son finitos en el tiempo y de no haberlos aprovechado para el desarrollo de otras actividades económicas. Pero este gobierno apostó en 2010 por una reforma que tenía un componente fundamental: el ahorro. Es un activo importante, a veces cuestionado por los gobiernos regionales, pero el Gobierno está convencido de que hay que ser responsable en el manejo de sus finanzas en el mediano plazo. Aquella reforma apuntaba a que hiciéramos proyectos que impactaran las regiones y a que también hubiese inversión en ciencia y tecnología, donde antes había un gran déficit. Haber destinado el 10 % de los ingresos del sistema general de regalías para financiar proyectos de ese tipo, es apuntarle a reinvertir estos recursos para el fortalecimiento de otros sectores, sobre todo el del conocimiento y el del desarrollo tecnológico.

¿Qué tan lejos o cerca estamos de un problema de desabastecimiento interno?

En materia de hidrocarburos tenemos un horizonte de suficiencia de unos cinco años. En la medida en que esos precios aumenten, podremos incorporar a nuestra caja de reservas muchos de los recursos que nosotros llamamos “contingentes”. Con el mejoramiento de precios que hemos tenido este año, vamos a poder extender nuestra autosuficiencia por uno o dos años más.

¿Cómo se ha visto reflejado este escenario en las inversiones extranjeras?

El año pasado tuvimos inversiones por US$1.900 millones. Este año crecieron 35 %. Estuvimos cerca de los US$3.000 millones y el año entrante tenemos previsto alcanzar los US$4.000 o US$4.500 millones. Es decir, vamos en una tendencia creciente de la inversión. En la medida en que se mantenga un buen nivel de precios, de que mejore nuestro nivel de tecnología para obtener más recursos y de que las comunidades nos faciliten hacer el trabajo, estas inversiones contribuirán a mejorar nuestra productividad y a extender el horizonte de autosuficiencia.

¿Cómo ha evolucionado la discusión sobre permitir o no “fracking” en Colombia? ¿En qué punto estamos hoy?

Desde el 2006 estamos evaluando condiciones para saber si tenemos esos recursos, si son extraíbles y si las tecnologías de estimulación hidráulica son aplicables a nuestros yacimientos. Algunos dicen que deberíamos declarar la moratoria, pero no creo que haya un país que haya tenido una moratoria más larga que Colombia. Llevamos 10 años estudiando el proceso. Además, estamos haciendo un plan de alistamiento de las condiciones ambientales que se deben garantizar y de la expedición de la normatividad. En eso estamos trabajando con el Ministerio de Ambiente, la academia, los gremios y las comunidades. El país puede tener la tranquilidad de que esta tecnología nos permitirá aprovechar muchos recursos y que no atentará contra el entorno ambiental. Cada paso que damos lo hacemos pensando en que debemos garantizar la protección de los ecosistemas.

¿Nos podría explicar de qué manera la ANH ha integrado los debates ambientales en su operación?

Aunque no somos autoridad ambiental, sí tenemos la obligación de hacerles seguimiento a los compromisos que las compañías establecen en sus licencias ambientales y en su contrato con la ANH. Lo que estamos haciendo es acompañar a las autoridades correspondientes, a la ANLA y a las corporaciones autónomas desde el punto de vista técnico. A la ANLA, además, la acompañamos con recursos para que hagan un mejor trabajo. Nosotros no vamos a ofertar áreas con restricciones o zonas con una sensibilidad ambiental. Eso es parte del pasado.

Después del Acuerdo de París sobre cambio climático nos estamos moviendo a un mundo cada día menos dependiente de hidrocarburos. ¿Cómo se ha planteado este debate dentro de la ANH? ¿Qué perspectivas ve a corto y mediano plazo?

El país no ha sido indiferente a esta tendencia mundial de buscar la sustitución de los combustibles fósiles. Hemos creado los mecanismos necesarios para incentivar el desarrollo de proyectos de generación de energías con recursos renovables y mucho más amigables con el medio ambiente. La canasta energética de Colombia es una de las más limpias del continente y del mundo. Lo que sistemáticamente debemos hacer es ir pensando en cómo equilibrar esa canasta y en buscar el camino para ser menos dependientes de los combustibles fósiles. Pero, por ahora, tenemos que seguir desarrollando la industria hidrocarburífera por un aspecto fundamental: el tema fiscal. Nuestras finanzas hoy dependen de los hidrocarburos. Para que eso no siga sucediendo, tal vez debamos hacer unos ajustes a nuestro modelo económico, que tardarán años o décadas.

Esta semana el presidente del Banco Mundial aseguró que después de 2019, salvo algunas excepciones, no financiará más proyectos de extracción de hidrocarburos. ¿Cómo incide este anuncio en Colombia?

Las compañías con presencia en Colombia tienen una solvencia financiera muy importante. No tenemos una evaluación pero, en principio, creemos que no va a impactar. No creo que a Ecopetrol y a las cuatro o cinco compañías operadoras que tienen gran parte de la producción de los campos les preocupe ese anuncio. Eso nos deja tranquilos. Quizás afecte a algunas compañías que puedan depender de esta financiación, pero el efecto es marginal en Colombia.

¿Cuál cree que es el mayor logro de la ANH en el último año?

Hemos logrado un proceso de mejor relacionamiento con las comunidades. Tanto ellas, como los gobiernos territoriales y la industria, han reconocido el importante papel que ha desempeñado la ANH a través de la estrategia territorial. Hemos hecho mucho más efectivo el aporte social y económico de la industria en las regiones. Hoy escuchamos mucho más a las comunidades. El otro punto clave es que hemos generado confianza en la industria insistiendo en que esta es una entidad técnica y seria. Eso lo reconoce el sector. En esos dos frentes vamos a seguir fortaleciéndonos. Es lo que nos ha permitido reactivar la industria.

¿Cuál cree que debería ser un tema de discusión del sector en esta campaña presidencial?

No podemos eludir de la discusión el aporte que hace esta industria a la economía. La buena salud de las finanzas públicas pasa por la buena salud de la industria petrolera. Es posible que algunos cuestionen el modelo económico. Pero la foto de hoy es esa. Tenemos una gran dependencia. Y tenemos que ser responsables a la hora de formular políticas, porque no se puede sustituir de la ecuación fiscal, de la noche a la mañana, una actividad que aporta el 40 % de las exportaciones, el 25 % de los ingresos fiscales y que financia más del 40 % de la inversión social en los territorios. Pensar en que este país puede vivir, de repente, sin el desarrollo de esta industria, amerita un juicio más racional.

Fuente: Elespectador.com

El presidente de la ANH hizo un crudo balance del sector. Dice que las comunidades deben entender que se acabaron los años dorados y que la industria se tiene que reinventar.

Hace diez meses asumió como presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) Mauricio de la Mora, un ingeniero de petróleos que lleva cerca de tres décadas en el sector. A pesar de su amplia trayectoria, el funcionario reconoció que no había afrontado una situación tan compleja como la que vive la industria petrolera actualmente, con el desplome en los precios.

El funcionario llegó con dos grandes retos: aumentar las reservas de hidrocarburos, que alcanzan para 6,4 años, y mantener la producción en 1 millón de barriles diarios. Y está dispuesto a asumir estos compromisos porque “los momentos de crisis siempre son buenas oportunidades”. De la Mora habló con SEMANA sobre la coyuntura y las perspectivas del sector.

Semana: ¿Usted que lleva tanto tiempo en la industria había visto un desplome tan acelerado de los precios?

Mauricio de la Mora: Cuando comenzó el descenso en los precios, en octubre del año pasado, pensábamos que la situación iba a ser muy parecida a una crisis como la de 2008. En ese momento los precios del barril cayeron a 34 dólares pero el rebote fue fácil, como el de una pelota de tenis: pegó y volvió a subir con fuerza. Pero una caída tan acelerada como la actual no la esperaba absolutamente nadie. Aquí estamos jugando con una pelota de squash punto verde: pegó y se quedó en el suelo. Todos los pronósticos hablaban de petróleo a 50 dólares. Ni Bloomberg, ni Goldman Sachs pronosticaban que los precios fueran a caer por debajo de los 40 dólares. Pero hoy nos estamos moviendo entre 35 y 45 dólares el barril.

Semana: ¿Hasta dónde cree que bajarán los precios?

M.D.L.M.: Esa es la pregunta del millón porque la geopolítica petrolera ha cambiado mucho. Antes los conflictos internacionales o la guerra en Medio Oriente disparaban los precios del crudo. Pero hoy en día Estados Unidos, que era un importador de petróleo, tiene tanto inventario que está a un paso de volverse exportador y eso ha cambiado la dinámica del mercado. En este escenario un país como Colombia, que se consideraba petrolero pero no lo es, es espectador más que protagonista.

Semana: ¿Por qué si el sector ha visto en el pasado precios por debajo de 40 dólares ahora la situación luce más dramática?

M.D.L.M.: Porque nos malacostumbramos a precios de más de 100 dólares. Con esas cotizaciones la industria aguantaba todo: altos costos, muy buenos salarios, entregar a las comunidades todo lo que pedían, pagar en exceso a los proveedores, y aun así los proyectos daban buenos rendimientos. En un momento dado, en Colombia se presentaban proyectos que no eran rentables ni siquiera con 80 dólares el barril. Pero eso no fue siempre así. Por ejemplo, los grandes descubrimientos de Cusiana y Cupiaga se hicieron con precios de crudo entre 12 y 24 dólares el barril. Podemos volver a ese escenario.

Semana: ¿Para 2016 el panorama será peor?

M.D.L.M.: Veo un 2016 complicado y difícil. El país tiene que entender que va a tener que vivir sin esa bonanza petrolera, que le implicará dejar de recibir 23 billones de pesos. Esos recursos van a hacer mucha falta. Nos tenemos que reinventar desde el punto de vista de la ingeniería, de los contratistas, de las comunidades, reducir costos y ser innovadores en estrategia, planeación e ingeniería básica. Si en 2015 el gobierno nacional fue proactivo, para 2016 la industria deberá ser doblemente innovadora. Desde la ANH vamos a seguir trabajando para brindar condiciones para que la inversión se vea afectada lo menos posible.

Semana: Pero ni el gobierno ni las petroleras han trabajado con las comunidades para hacerles entender que la bonanza se acabó.

M.D.L.M.: No todas las comunidades han hecho plena conciencia del cambio radical que enfrentamos por cuenta de que el crudo cayó de 100 dólares a 35 dólares. Esa bonanza en la que vivían muchos municipios se acabó. Lo altos precios en la industria hotelera, en la comida, los carros de alquiler, todo esto se ha venido al piso. Las comunidades deben entender que ya pasaron los años dorados.

Semana: ¿Si siguen bajando los precios que puede pasar en el sector?

M.D.L.M.: Implicaría un estancamiento en la inversión extranjera. Muchas compañías seguramente repensarán sus portafolios. Si eso pasa, la agencia y el Ministerio de Minas y Energía tendríamos que salir a repensar la normatividad de la industria para minimizar la pérdida de la inversión. Eso afecta los bienes y servicios, la infraestructura, el empleo, los impuestos. Si bajan más los precios llegará un momento en que será más costoso sacar el crudo que lo que cuesta venderlo. No podemos hacer pan para vender calado. En la industria hay un dicho muy claro: el crudo que no se puede sacar hoy no se puede sacar mañana.

Semana: Pero las petroleras se están beneficiando con el alto precio del dólar.

M.D.L.M.: El alza en el dólar no alcanza a compensar lo que se deja de recibir porque los precios de los bienes y servicios en el sector se fijan en esa divisa. Ese es el caso de los combustibles, del transporte, de los taladros, casi todo se paga en dólares.

Semana: ¿Qué hacer para enfrentar la coyuntura?

M.D.L.M.: Todos los proyectos deberían convertirse en Pines (Proyectos de Interés Nacional y Estratégico). La única manera de incorporar reservas es trabajar duro en offshore (costa afuera) porque no podemos seguir perforando dos o tres pozos al año, tenemos que perforar seis, nueve o 12. Además, hay que trabajar para mantener las inversiones en yacimientos no convencionales, en recuperación secundaria de crudo. Se necesita una reforma tributaria que permita incrementar reservas porque si le seguimos metiendo un alto costo fiscal a la industria petrolera será muy difícil impulsar la exploración. Se necesitan menos impuestos y que, en lo posible, estos queden indexados a los precios, es decir, a mayores cotizaciones mayores impuestos y viceversa.

Semana: ¿Cuánto le costó la última reforma tributaria al sector?

M.D.L.M.: Entre 2 y 3 billones de pesos adicionales. La última reforma tributaria fue muy fuerte para el sector.

Semana. ¿Cómo aumentar reservas cuando hay una caída dramática en los pozos exploratorios y en sísmica?

M.D.L.M.: Hay que reinvertar la sísmica de tierra. Este año teníamos la meta de explorar 37 pozos pero llevamos solo 24. Esto es una caída de más del 70 por ciento si se tiene en cuenta que el año pasado se exploraron 113 pozos. Para el año entrante podríamos tener una meta de 65 pozos exploratorios y mantener la producción de 1 millón de barriles diarios, pero necesitamos el esfuerzo de todos. Esto es como el juego de la pirinola: todos tenemos que poner. Si le seguimos haciendo el feo a la industria nos vamos a quedar sin las regalías, que son un rubro muy importante en el desarrollo del país, más en momentos en que iniciaremos una etapa de posconflicto. Las regalías de las regiones están en descenso y este año llegan apenas a 4,4 billones de pesos.

Semana: ¿Qué va a pasar con el ‘fracking’?

M.D.L.M.: Con los precios actuales está quieto. El gobierno, después de un gran trabajo de estudio con todos los sectores, desarrolló un marco regulatorio exigente y adecuado. Hoy no se ha expedido ni la primera licencia ambiental para yacimientos no convencionales, y, sin embargo, ya lo tienen estigmatizado. Si Colombia quiere mantener su potencial petrolero, debe entender que los yacimientos no convencionales son una oportunidad que debe ser utilizada de manera apropiada.

Semana: Finalmente, tras la cumbre del cambio climático que puso como meta reducir la dependencia de los combustibles fósiles, ¿cómo ve el futuro de la industria?

M.D.L.M.: Nosotros apoyamos las energías alternativas, pero debemos ser conscientes de que a pesar de que tenemos desarrollos en energía solar y eólica (que no alcanzan al 5 por ciento de la energía del país) todavía nuestra dependencia de los hidrocarburos fósiles es muy alta. Ojalá podamos reducir esa dependencia y estimular nuevas formas de consumo energético. Tenemos que aprender a adaptarnos sin estigmatizar. Todos podemos ganar, pero aprender a ganar menos.

Fuente: Semana.com

Los precios del petróleo entraron en un movimiento bajista que se apoyo en los datos de inventarios de crudo en los Estados Unidos, pero hay más razones por las que se podrían registrar mayores bajas en este energético.Los precios del petróleo mantuvieron su tendencia de baja por cuarta sesión consecutiva, luego que el último dato de los inventarios de los Estados Unidos no solo muestran que la producción petrolera de ese país se recupera, sino también que el recorte de la OPEP parece insuficiente para sostener los precios en niveles cercanos a los 50 dólares por barril.

Al aumento de los inventarios de crudo estadounidenses – que alcanzaron un máximo desde que se lleva registro de ese dato – no solo se atribuye a un aumento de la producción, sino que también de una mayor demanda de petróleo importado.

El compromiso de la OPEP es mantener la reducción de su plataforma de producción (que durante enero se redujo en 890 mil barriles diarios); aunque es aprovechado por los productores estadounidenses de petróleo Shale que vieron mejores precios para aumentar su producción.

La OPEP quiere cumplir su compromiso para el primer semestre del año, aunque ya comienzan a replantearse una extensión del acuerdo bajó las nuevas condiciones del mercado, lo que mantendrá a la baja los precios del petróleo.

A continuación te presentamos los cinco argumentos que están afectando los precios del petróleo.

1. Acumulación de inventarios petroleros

La caída de los precios del petróleo tiene su sustento en la elevada acumulación de inventarios de los Estados Unidos y no es para menos, ya que en lo que va del año la acumulación de crudo en la unión americana asciende a 49.3 millones de barriles, su mayor acumulación para un periodo similar desde 2015.

La última cifra de inventarios estadounidenses (al 3 de marzo) llegó a los 528.4 millones de barriles, máximo histórico tras nueve semanas de aumento de forma consecutiva.

Este repunte en la acumulación muestra que un mayor crecimiento esperado para Estados Unidos requerirá de una mayor cantidad de energéticos y no necesariamente alternativos.


2. Extracción de petróleo

El aumento de inventarios se puede explicar, por un lado, a una mayor actividad de extracción de crudo en los Estados Unidos.

Las últimas cifras de Baker Huges, el número de pozos en activo cerró la semana terminada el 3 de marzo en 756, su nivel más alto desde noviembre de 2015.

La mayor parte de la extracción proviene de pozos en tierra, ya que la extracción del mar se encuentra a la baja. Sólo en lo que va de este año, se han agregado a la operación 103 pozos, únicamente en tierra, lo que contrasta con la reducción de 38 pozos que se observó en todo 2016.

La mayor parte de la actividad se concentró en Texas, donde entraron en operación 67 pozos. Le siguen en importancia Nuevo México, Oklahoma, Louisiana y Utah.

3. Mayores importaciones

Por el otro lado, se observa un aumento del petróleo importado por parte de la economía estadounidense.

De acuerdo con su informe de comercio exterior correspondiente a enero, la importación de petróleo crudo alcanzó los 8.4 millones de barriles diarios, lo que significa un aumento de 14.2 por ciento en comparación con lo reportado un año antes, esto aún cuando el precio pagado por el crudo paso de 32.06 dólares por barril en enero de 2016 a 43.94 dólares en el primer mes de este año.

Este aumento fue apoyado por un mayor monto comprado a casi todos sus proveedores del energético, destacando los mayores volúmenes comprados a Canadá y Arabia Saudita y a naciones como Venezuela.

4. Producción petrolera mundial

Al cierre de enero la producción de petróleo se estima que alcanzó los 95.8 millones de barriles, un aumento de 1.3 millones de barriles, esto contrasta con la reducción de 890 mil barriles diarios por parte de los países miembros de la OPEP durante el primer mes del año.

Esto mantuvo los precios del petróleo a nivel mundial durante enero y febrero de este año en niveles superiores a los 50 dólares por barril.

Sin embargo, el aumento observado en los inventarios de petróleo de los Estados Unidos y las expectativas de algunos países miembros de la OPEP, de que en algún momento se tendrá que acabar el acuerdo para reducir la producción de petróleo del cartel, fueron elementos que nuevamente tiraron los precios.

Estimaciones de la OPEP apuntan a que la producción de la países no miembros de la OPEP aumentara 0.42 por ciento en este año (el movimiento será equivalente a 240 mil barriles diarios.

5. Precios del petróleo, a la baja

Los precios del petróleo prácticamente se mantuvieron en un rango que fluctuó entre los 49 y los 55 dólares, en lo que va de 2017 y es que luego del impulso observado por la decisión de la OPEP de reducir su plataforma de producción en el primer semestre del año, prácticamente no hubo alguna noticia que definiera alguna tendencia en los precios del petróleo.

En el último trimestre del año el WTI cerró con una ganancia de 5.48 dólares y el Brent de 7.76 dólares por barril.

Sin embargo, la percepción de que el recorte de la OPEP será insuficiente para mantener los precios del petróleo en niveles por arriba de los 50 dólares por carril y las expectativas de mayores niveles de extracción de petróleo ante un previsible aumento en la demanda de energéticos, están cambiando las expectativas sobre el comportamiento de los precios en los siguientes meses.

Análisis de ElFinanciero.com.mx